Открыть главное меню

Эзминская ГЭС — гидроэлектростанция на реке Терек в Северной Осетии у села Эзми. Входит в Терский каскад ГЭС, являясь его верхней ступенью (на территории России). По состоянию на 2018 год (до пуска Зарамагской ГЭС-1), является крупнейшей гидроэлектростанцией Северной Осетии, а также имеет самый длинный в России гидроэнергетический тоннель. Эзминская ГЭС входит в состав Северо-Осетинского филиала ПАО «РусГидро»[1].

Эзминская ГЭС
ЭзмиГЭС.jpg
Страна  Россия
Река Терек
Каскад Терский
Собственник РусГидро
Статус действующая
Год начала строительства 1949
Годы ввода агрегатов 1954
Основные характеристики
Годовая выработка электроэнергии, млн  кВт⋅ч 231
Разновидность электростанции деривационная
Электрическая мощность, МВт 45
Характеристики оборудования
Тип турбин радиально-осевые
Количество и марка турбин 3×РО-15-ВМ-160
Расход через турбины, м³/с 3×11,3
Количество и марка генераторов 3×ВГС-325-135-14
Мощность генераторов, МВт 3×15
Основные сооружения
Тип плотины Земляная
Высота плотины, м 6,2
Длина плотины, м 99,5
ОРУ 110/35/10 кВ
На карте
Эзминская ГЭС (Россия)
Red pog.png
Эзминская ГЭС

Содержание

Конструкция станцииПравить

Эзминская ГЭС представляет собой высоконапорную деривационную электростанцию с безнапорной подводящей деривацией, большая часть которой выполнена в виде тоннеля. Станция не имеет крупного регулирующего водохранилища и работает по водотоку. Установленная мощность электростанции — 45 МВт, среднегодовая выработка электроэнергии — 231 млн кВт·ч.

Сооружения гидроэлектростанции разделяются на головной узел, деривацию и напорно-станционный узел. Головной узел (42°45′58″ с. ш. 44°37′57″ в. д.HGЯO) расположен на реке Терек, предназначен для обеспечения забора воды в деривацию и очистки ее от наносов. Сооружения головного узла находятся вблизи пограничного перехода «Верхний Ларс» и включают в себя:

  • земляную плотину с железобетонным экраном, отсыпанную из гравелистого грунта, длиной 99,5 м и высотой 6,2 м. Экран представляет собой железобетонную стенку в виде массивной контрфорсной конструкции;
  • эксплуатационный железобетонный двухпролётный водосброс, оборудованный сегментными затворами, пропускной способностью 500 м³/с. Водосброс оборудован металлическим мостовым переходом, используемым в служебных целях;
  • трёхпролетный водоприёмник открытого типа, пропускной способностью 51 м³/с, оборудован сороудерживающей решёткой и плоскими затворами. В фундаментной плите водоприёмника расположены две донные промывные галереи пропускной способностью 34,5 м³/с;
  • трёхкамерный отстойник длиной 82,5 м с тремя промывными отверстиями, промывной галереей и грязеспуском;
  • колодец-гаситель длиной 12 м, сопрягающий отстойник с деривационным тоннелем;
  • зимний обводной канал длиной 90 м, пропускной способностью 35 м³/с.

Напорные сооружения головного узла образуют небольшую аккумулирующую ёмкость с отметкой нормального подпорного уровня (НПУ) 1123,5 м и проектным полезным объёмом 230 тыс. м³.

Деривация пропускной способностью 37,5 м³/с состоит из двух частей:

  • безнапорного деривационного тоннеля подковообразного сечения длиной 7796 м, шириной по дну 3,4 м и высотой 3,4-3,55 м;
  • открытого деривационного канала с бетонной облицовкой, трапецеидального сечения, длиной 547 м и шириной по дну 2 м.

Напорно-станционный узел включает в себя:

  • напорный бассейн, состоящий из аванкамеры с гасительным колодцем, трёхкамерного водоприёмника турбинных водоводов и грязеспуска с промывной галереей;
  • бассейн суточного регулирования (БСР) с отметкой НПУ 1102 м, площадью 0,067 км², полным объёмом 321,7 тыс. м³, полезным объёмом 280 тыс. м³. БСР представляет собой искусственную выемку, огражденную земляной дамбой длиной 640 м и максимальной высотой 6 м. Дно и склоны БСР облицованы бетоном;
  • регулятор БСР, примыкающий к аванкамере напорного бассейна, оборудованный двумя донными отверстиями;
  • холостой водосброс БСР с расчетным расходом 37 м³/с, выполненный по типу бокового водослива с бетонным быстротоком с гасительным колодцем. В состав холостого водосброса также входит шугосброс(в настоящее время выведенный из эксплуатации);
  • трёхниточный стальной турбинный водовод длиной 329—351 м;
  • здание ГЭС;
  • отводящий канал длиной 655 м, облицованный бетоном на участке длиной 255 м;

В здании ГЭС установлены три вертикальных гидроагрегата мощностью по 15 МВт, с радиально-осевыми турбинами РО-15-ВМ-160, работающими при расчётном напоре 161 м. Гидротурбины изготовлены предприятием «Уралгидромаш». Перед турбинами установлены дисковые затворы. Турбины приводят в действие генераторы ВГС-325-135-14, изготовленные предприятием «Электротяжмаш». Электроэнергия с генераторов на напряжении 10,5 кВ подается на трехфазные силовые трансформаторы ТДГ-40000/110 и ТРДН-40000/110, а с них через открытое распределительное устройство (ОРУ) 110/35/10 кВ — в энергосистему по четырем ВЛ 110 кВ, одной ВЛ 35 кВ и четырем ВЛ 10 кВ.

История строительства и эксплуатацииПравить

Планом ГОЭЛРО предусматривалось строительство на Тереке в районе Дарьяльского ущелья Дарьяльской ГЭС мощностью 40 МВт. Однако, при разработке подробного проекта станции выяснилось, что Дарьяльская ГЭС требует слишком больших капитальных затрат, в частности по причине необходимости переноса участков Военно-Грузинской дороги, затопляемых водохранилищем проектируемой станции. В связи с этим, техническая комиссия «Главэлектро» СССР приняла решение отказаться от строительства Дарьяльской ГЭС в пользу Гизельдонской ГЭС.

К идее строительства ГЭС на Тереке вернулись в годы Великой Отечественной войны. В 1944 году было начато строительство Дзауджикауской ГЭС, введенной во временную в эксплуатацию в 1948 году. В 1949 году было начато строительство Эзминской ГЭС, спроектированной Тбилисским отделением института «Гидроэнергопроект». Строительство велось организацией «ЭзминГЭСстрой» Министерства строительства электростанций. На момент проектирования Эзминской ГЭС выше по течению было запланировано строительство Дарьяльской ГЭС, в водохранилище которой должно было происходить накопление наносов и осветление воды, в связи с чем головные сооружения Эзминской ГЭС были спроектированы как временные и не обеспечивали полноценной очистки воды от наносов. В дальнейшем, это осложняло эксплуатацию станции, приводя к заиливанию бассейна суточного регулирования и повышенному износу гидротурбин. Проходка деривационного тоннеля станции была произведена в 1951-53 годах. Первый гидроагрегат Эзминской ГЭС был пущен 24 ноября 1954 года, второй и третий — в декабре того же года. В 1955 году станция была принята в постоянную эксплуатацию. В августе 1967 года при прохождении катастрофического паводка с расходами около 500 м³/с была разрушена грунтовая плотина головного узла. При восстановлении плотины ее конструкция была усилена.

С момента завершения строительства и до 2018 года Эзминская ГЭС является крупнейшей электростанцией в Северной Осетии. В 2006 году в рамках реформы РАО «ЕЭС России», гидроэлектростанции Северной Осетии, в том числе и Эзминская ГЭС, были выделены из состава «Севкавказэнерго» в ОАО «Северо-Осетинская гидрогенерирующая компания»[2], которое позднее было передано под контроль ОАО «ГидроОГК» (позднее переименованное в ОАО «РусГидро»). 9 января 2008 года ОАО «Северо-Осетинская гидрогенерирующая компания» было ликвидировано путём присоединения к ОАО «ГидроОГК», Эзминская ГЭС вошла в состав Северо-Осетинского филиала компании[3].

До середины 2010-х годов станция существенно не реконструировалась, за исключением восстановления и усиления плотины головного узла после ее разрушения в результате катастрофического паводка 1967 года. Оборудование и сооружения станции устарели, износились и стали требовать модернизации. В 2013 году с ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева был заключен договор на выполнение работ по созданию проекта комплексной модернизации станции. В 2014 году были начаты работы по реконструкции головного узла, в ходе которых отстойник был удлинён на 32,5 м, что позволило значительно повысить его эффективность, а также был построен зимний обводной канал, что дало возможность проводить в дальнейшую реконструкцию головного узла без остановки станции. Эти работы были завершены в 2017 году.

В ходе следующего этапа модернизации планируется полностью заменить гидросиловое, гидромеханическое и электротехническое оборудование, отремонтировать гидротехнические сооружения, перестроить здание ГЭС с сохранением его исторического облика.

ПримечанияПравить

  1. Возобновляемая энергия. Гидроэлектростанции России, 2018, с. 144—145.
  2. Годовой отчет ОАО «Северо-Осетинская ГГК» за 2006 год (pdf). ОАО «Северо-Осетинская ГГК». Дата обращения 19 марта 2010. Архивировано 25 января 2012 года.
  3. Завершился первый этап консолидации ОАО «ГидроОГК». ОАО «ГидроОГК» (10 января 2008). Дата обращения 19 марта 2010.

ЛитератураПравить

  • Дворецкая М.И., Жданова А.П., Лушников О.Г., Слива И.В. Возобновляемая энергия. Гидроэлектростанции России. — СПб.: Издательство Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого, 2018. — 224 с. — ISBN 978-5-7422-6139-1.
  • Слива И.В. История гидроэнергетики России. — М.: Филиал ОАО «РусГидро» — «КорУнГ», 2014. — 304 с.
  • Гидроэлектростанции России. — М.: Типография Института Гидропроект, 1998. — 467 с.

СсылкиПравить